浙江省發改委近日發布《關于調整部分電廠上網電價有關事項的通知》（以下簡稱“《通知》”），明確自7月1日起，浙江省將降低統調燃煤機組上網電價1.07分/千瓦時，執行電量不包括當年已參加直接交易電量。

　　此次“浙江模式”對當地火電企業影響幾何，可否復制？業內專家一致認為，浙江調降煤電電價屬于浙江完成工商業電價調整的特殊方案，而且火電行業盈利尚未明顯好轉，火電電價整體變動可能性不大。

　　浙能電力讓利最多短期內或面臨利空沖擊

　　今年3月底，浙江發改委發布《關于開展燃煤機組上網電價市場化試點的通知》，明確浙江省將開展燃煤機組上網電價市場化試點，統調燃煤機組的基準價暫按每千瓦時0.4153元（含稅和脫硫、脫硝、除塵電價，不含超低排放補貼）執行，浮動區間暫設為±5%。

　　時隔三個月后，浙江降電價“靴子”落地。根據《通知》，浙江下調省調燃煤機組含稅上網電價1.07分/度至0.3746—0.4119元/度，共計22家燃煤發電企業，大部分為浙能電力機組，以及華能玉環、長興電廠，華潤溫州電廠，國華舟山電廠等。

　　浙江下調燃煤機組上網電價影響何在？

　　截至2018年底，浙江煤電裝機約4600萬千瓦。其中，浙能電力、華能國際、國電電力、華潤電力、大唐發電在浙煤電裝機分別為2572、532、320、260、240萬千瓦。

　　7月9日，浙能電力發布《關于上網電價調整的公告》?！豆妗贩Q，此次上網電價調整后，預計2019年公司全資及控股燃煤發電企業將減少營收約3億元。同時，國電電力發布公告表示，上網電價下調將致在浙火電企業營收減少約1.87億元。

　　華創證券研報分析表示，含稅燃煤電價下調后，浙能電力、華能國際、國電電力、華潤電力、大唐發電在浙火電企業，較2019年預測的營業收入將分別降低1.8%、0.14%、0.2%、0.14%、0.1%，浙能電力和華能國際讓利較多。海通證券認為，降電價短期內會對火電行業形成利空沖擊，但火電虧損面仍較大的情況下，煤價下跌被電價下降完全對沖的可能性不大。

　　增值稅紅利釋放至下游電廠議價能力有望提升

　　國家統計局數據顯示，截至2018年底，全國火電企業全年虧損面仍在50%左右。浙江下調上網電價，會否對火電企業經營“雪上加霜”？業內專家一致認為，此次浙江降電價對火電影響略好于預期，不會改變火電盈利改善的趨勢。

　　國泰君安公用事業與電力證券分析師周妍分析，預計2019年華能國際、浙能電力業績增速分別為241%、39%，基于新情況，華能國際、浙能電力2019年業績增速可能為237%、35%，業績均為正增長，尤其對華能國際基本無影響。

　　3月29日，國家發改委發布《關于電網企業增值稅稅率調整相應降低一般工商業電價的通知》明確，電網企業增值稅稅率由16%調整為13%后，省級電網企業含稅輸配電價水平降低的空間全部用于降低一般工商業電價，于今年4月1日起執行。

　　周妍表示，浙江燃煤機組電價較高，一直存在降電價的隱憂。此前預期浙江省燃煤機組含稅電價降2分，并且自今年1月開始。本次《通知》明確燃煤機組降1.07分，自7月起執行，略好于預期?！昂愲妰r下調相當于把增值稅下調3%的紅利讓利給下游，公司的稅后電價幾乎不受影響?！?/p>

　　同時，國家發改委近日發布《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》，浙江此次下調燃煤機組上網電價被業內看作是全面放開發用電計劃的率先“試水”。加之浙江電力現貨市場今年5月30日啟動模擬試運行，浙江電力市場化步伐加快。

　　海通證券研報認為，電價市場化改革以后，未來電網將不再是電廠的唯一下游，電廠面對更多下游，議價能力有望提升，在煤價趨勢性下跌的情況下，火電盈利改善可期。

　　因地制宜調電價“浙江模式”恐難復制

　　5月15日，國家發改委發布《關于降低一般工商業電價的通知》，并于7月1日起實施。記者梳理發現，兩次工商業降價措施中均未明確提及火電企業讓利。業內專家認為，浙江省燃煤機組電價下調尚屬個例，向全國復制的可能性不大，預計其他省份的燃煤機組仍將保留增值稅紅利。

　　據了解，浙江省歷史上缺電問題突出，為吸引投資制定了較高的標桿電價。本次調整前，浙江省煤電標桿電價為0.415元/千瓦時，而與之相鄰的江蘇、安徽標桿電價為0.391元/千瓦時、0.384元/千瓦時。

　　中信證券研報認為，隨著浙江省內電力供需矛盾緩解，高電價的問題浮出水面。與其他省份主要由央企供電不同，浙江省國資委控股的浙能電力裝機占省內統調裝機約50%，且盈利較突出，浙江在調整電價時面臨的企業阻力相對較小。

　　同時，浙江省一般工商企業用電量占比較高，2018年全省一般工商業用電量占全省用電量的22.7%，高于全國14%平均水平，面臨較大降電價壓力?！按舜握憬萌济簶藯U電價（含稅）讓利3個點增值稅，意在補齊剩余降價缺口，完成10%的一般工商業降價任務?！鄙鲜鰧＜冶硎?。

　　申萬宏源研報分析，2016年啟動煤炭供給側改革以來，煤電聯動政策已停滯3年未實施。同期，國家通過中間環節讓利、增值稅減稅等措施變相上調火電稅后電價。隨著火電市場電占比提升，標桿電價將逐步被淡化，市場供需、燃料成本將是影響火電平均上網電價的主要因素。